- •Оглавление
- •Лекция № 1. Технологические особенности и оборудование для поддержания пластового давления
- •1.1. Технологические схемы ппд и их размещение
- •1.1.1. Автономная система.
- •1.1.2. Централизованная система закачки.
- •1.2. Оборудование водозаборов
- •1.2.1. Артезианский центробежный насос атн-8
- •1.2.2. Вакуум-насос
- •1.3. Оборудование насосных станций 2 подъема ( нс2 )
- •Лекция 2. Оборудование кустовые насосные станции
- •2.1. Основное и вспомогательное оборудование кнс
- •2.1.1. Техническая характеристика кнс
- •2.1.2. Рабочая характеристика центробежного насоса (цбн)
- •2.2. Блочные кустовые hacochыe станции
- •2.3. Трубопроводная арматура кнс
- •2.3.1. Задвижка
- •2.3.2. Обратный клапан
- •2.4 Эксплуатация насосных станций
- •2.4.1. Пуск центробежных насосов
- •2.4.2. Остановка центробежных насосов.
- •2.4.3. Контроль за работой насосных агрегатов
- •2.4.4. Контроль за производительностью кнс
- •2.5. Расчеты узлов центробежных насоcob
- •2.5.1. Определение осевой силы
- •2.5.2. Определение высоты всасывания
- •2.5.3. Расчет вала
- •3.1.1. Эксплуатация
- •3.1.2. Достоинства и недостатки конструкции
- •3.2. Оборудование для закачки в пласт химических реагентов
- •3.3. Оборудование нагнетательных скважин
- •3.4 Очистка и закачка сточных вод
- •3.5. Кавитация, регулирование подачи насоса
- •Лекции 4. Технологические особенности и оборудование при гидравлическом разрыве пласта (грп)
- •4.1. Назначение и технологическая схема грп. 'требование к оборудованию
- •4.2. Основные агрегаты
- •4.3. Вспомогательное оборудование
- •4.4 Расчеты основных параметров грп
- •Лекция 5. Технологические особенности и оборудование при тепловых методах воздействия
- •5.1. Элекропрогрев забоя скважин
- •5.2.Закачка пара в скважину
- •5.3. Воздействие на пласт движущимся очагом грения
- •Лекция 6. Технологические особенности и оборудование кислотной обработки скважин
- •6.1.Назначение и порядок проведения
- •6.2. Применяемое оборудование
- •Лекция 7.Оборудование для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта другими методами
- •7.1.Оборудование для взрывных работ
- •7.2. Торпедирование пласта
- •7.3. Виброобработка забоя скважин
- •Лекция 8 компрессоры и компрессорные установки
- •8.1 Нефтепромысловые компрессоры. Область применения
- •8.2 Принцип действия и термодинамические основы теории работы поршневых компрессоров
- •8.3 Устройство компрессоров различного назначения
- •8.3.1 Схемы применяемых компрессоров
- •8.3.2 Основные детали компрессора
- •8.3.3.Компрессора для газлифта и закачки газа в пласт
- •8.3.4.Компрессора для сбора и транспорта попутного газа
- •8.4. Оборудование для компрессорных станций и газлифтной эксплуатации
- •8.4.1 Нефтепромысловые компрессорные станции
- •8.4.2 Эксплуатация компрессоров
- •8.5 Расчёт прочности отдельных узлов и деталей
- •8.5.1 Коленчатый вал
- •8.5.2 Шатун
- •8.5.3 Крейцкопф
- •8.5.4 Палец крейцкопфа
- •8.5.5 Поршневые кольца
- •8.5.6 Цилиндры
- •8.5.7 Клапаны
- •Лекция 9. Нефтепромысловые насосы
- •9.1.Принцип работы и классификация
- •9.1.1 Устройство поршневого насоса.
- •9.2 Основные узлы и детали поршневого насоса
- •9.2.1 Работа поршневого насоса
- •9.2.2 Насос бв – 60 для заводнения пластов
- •9.3 Расчёт основных параметров и узлов поршневого насоса
- •9.3.1 Коэффициент наполнения
- •9.3.2 График подачи поршневого насоса
- •9.3.3 Высота всасывания
- •9.3.4 Расчёт воздушного колпака
- •Лекция 10. Технологические особенности и применяемое оборудование при подземном и капитальном ремонте скважин
- •10.1.Назначение и технологические особенности прс и крс
- •10.2 Схема расположения оборудования при прс и крс
- •10.3 Вышки и мачты
- •10.4. Расчёт вышки
- •10.5.Расчёт мачт
- •Лекция 11. Самоходный агрегаты и подъемники для прс и крс
- •11.1.Устройство основных типов подъёмников
- •11.2. Устройство самоходных агрегатов
- •11.3. Устройство подъемника лт-11 км
- •11.3.1. Механизм отбора мощности
- •11.3.2. Коробка перемены передач
- •11.4. Агрегат а-50у
- •11.5. Определение нагрузок. Расчёт отдельных узлов
- •11.5.1 Определение нагрузки на крюке
- •11.5.2 Расчёт муфты сцепления
- •11.5.3 Расчёт тормозных устройств
- •11.5.4 Расчёт бочки барабана
- •11.6. Оптимальный режим работы подъёмника
- •Лекция 12. Оборудование талевой системы
- •12.1. Назначение и конструкционные особенности талевой системы
- •12.2.Кронблок
- •12.3. Крюки
- •12.4. Талевые блоки
- •12.5 Талевые канаты
- •Лекция 13. Инструмент для спуско-подъемных и ловильных операций при ремонте скважин
- •13.1 Инструменты для спуско-подъемных операций
- •13.1.1. Элеватор эг
- •13.1.2. Элеваторы эх5 и "Красное Сормово"
- •13.1.3. Элеватор штанговой эшн
- •13.2. Ловильные инструменты
- •13.2.1. Фрезер фтк
- •13.2.2. Фрезер фк
- •13.2.3. Метчики универсальный мэу и специальный мэс
- •13.2.4. Труболовка тв
- •13.2.5. Труболовка тнос
- •13.2.6. Штанголовитель шк
- •Лекция 14. Оборудование для ремонта наземного скважинного оборудования
- •14.1.Агрегат для наземного ремонта оборудования
- •14.2.Агрегат для ремонта станков–качалок
- •14.3. Маслозаправщик мз-4310 ск
- •14.4. Агрегат для подготовительных работ при ремонте скважин
- •14.5.Агрегат для ремонта водоводов 2арв
- •Лекция 15. Агрегаты и оборудование для дополнительных нефтепромысловых операций
- •15.1. Агрегаты для промывки скважин
- •15.2.Агрегаты для перевозки штанг и уэцн: комплектность, техническая характеристика
- •15.3.Блочная автоматизированная печь
- •15.4.Оборудование для обработки скважин аэрированной кислотой
- •15.5. Установка для очистки воды
- •15.6.Агрегат для депарафинизации скважин 1адп-4-150
- •15.7. Кабеленаматыватель
- •Лекция 16. Оборудование для борьбы с коррозией
- •16.1.Общие сведения о коррозии. Условия, предотвращающие коррозию
- •16.2 Создание условий для предотвращения коррозии
- •16.3 Применение труб, футерованных пластмассовыми трубами
- •16.4 Применение ингибиторов коррозии
- •16.5 Укрепление сварных соединений трубопроводов
- •16.6 Катодная защита
8.4. Оборудование для компрессорных станций и газлифтной эксплуатации
8.4.1 Нефтепромысловые компрессорные станции
Стационарные компрессорные станции (КС) можно разделить на группы:
а) для сбора нефтяного газа; б) для подачи газа в скважины в качестве рабочего агента; в) для транспортировки газа; г) для переработки нефтяного газа (ГБЗ); д) для закачки в пласты при ППД и внутрипластовом горении.
При нагнетании для ППД для получения высокого давления нагнетания (до 30 МПа) на компрессорных станциях применяют дожимные компрессоры.
КС независимо от их назначения включают в себя следующие объекты: а) машинный зал с установленными компрессорами, подъёмными устройствами и контрольно – измерительной аппаратурой; б) водяную насосную для охлаждающей воды; в) градирню, сборник горячей воды и бассейн для запаса охлаждающей воды; г) площадки для технологической аппаратуры – сепараторов, маслоотделителей и т.д.; д) площадки смазочных масел с регенерационной установкой; е) электрическое распределительное устройство и трансформаторную подстанцию; ж) трубопроводы -выкидные, газовые, воздушные, водяные и маслопроводы; з) механическую мастерскую для текущего ремонта, склад запасных частей; и) помещение для обслуживающего персонала; к) сероочистную установку (если для охлаждения используется сера); л) водосмягчающую установку (если для охлаждения используется жёсткая вода); м) котельную (в северных районах) для отопления помещений КС, работающую на тепле отработанных газов. Технологическая схема КС приведена на рисунке 63.
1,2 – газопроводы; 3-сепараторы; 4-регуляторы давления; 5-линия; 6-линия; 7-компрессоры; 8, 9, 10 –линии; 11-маслоотделители; 12, 13-холодильники; 14, 15 – сепараторы среднего давления; 16, 17, 18-емкости для конденсата; 19-насосы; 20-линия; 21-градирня; 22-масляное хозяйство
Рисунок 63-Технологическая схема компрессорной станции
По газопроводам 1,2 к КС газ после предварительной обработки на установках подготовки нефти поступает в сепараторы 3, где происходит отделение жидкости и механических примесей. Далее по линии 5 газ поступает в цилиндры компрессоров 7. После сжатия в ступени I газ направляется по линии 9 в маслоотделители 11, холодильники I ступени 12, сепараторы среднего давления 14, где отделяется влага. Ко II ступени газ подаётся по линии 8.
Такая же обработка происходит и после II ступени в аппаратах 11, 13,15, куда газ подаётся по линии 10. влага из всех сепараторов поступает в ёмкости для конденсата 16. 17, 18 и отбирается насосами 19. Газ после сжатия и обработки направляется по линии 20 потребителю.
Для охлаждения воды холодного и горячего цикла применяют градирни 21, где имеются ёмкости и насосная.
На КС с 7-10 компрессорами имеется масляное хозяйство 22 (ёмкости и насосы). Запуск компрессоров производится сжатым воздухом, запас которого восполняется в баллонах вспомогательными компрессорами 23.
Систему охлаждения применяют проточную: открытую или закрытую: проточная применяется при наличии достаточного количества чистой и мягкой воды, открытая – при подаче воды в градирню и забор на охлаждение.
Закрытая система охлаждения предусматривает циркуляцию по трубопроводам замкнутого цикла.
Рисунок 64-Теплообменник типа «труба в трубе»
Рисунок 65-Теплообменник кожухотрубный
Рисунок 66-Влагоотделитель
КС оснащаются приборами контроля расхода газа, давления, температуры, аварийной сигнализации.
Предусматривается групповая защита и индивидуальная.
При групповой защите фиксируется сигнал от давления воды повышения уровня в газосепараторах.
При индивидуальной защите получается сигнал от снижения давления масла, повышения температуры воды.
КС оснащается грузоподъёмными устройствами.
Рисунок 67-Предохранительный клапан